低渗透裂缝性油藏测井侧向剩余油挖潜措施研究——以长庆A油田为例

针对长庆A油田低渗透裂缝性油藏注水开发动态特点,通过深化精细基础地质研究,结合老区检查井取心、测井资料,开展了剩余油分布精细评价、不同水线距离的检查井水洗程度评价,以及裂缝对剩余油分布和开发效果的影响分析。结果表明,低渗透裂缝性油藏主向井水淹严重、侧向区剩余油富集,侧向剩余油挖潜设计方案可行;油藏井网加密调整后开发效果评价证实,侧向剩余油挖潜方案可减缓油藏递减、改善油藏的开发效果。可为同类油藏开发中后期实施井网调整、增储挖潜及油藏采收率提高提供有益借鉴。

特高含水期水驱“二三结合”挖潜方式

喇嘛甸油田进入特高含水开发期已经十余年，2011年水驱综合含水为94．83％。针对水驱含水不断上升、产油量递减加快、无效低效注采循环严重的形势，利用储层精细解剖研究成果，在搞清剩余油分布特征基础上，利用提前完钻的二类油层三次采油加密井网，通过选择性射孔，建立新的驱动体系，对厚油层内部剩余油富集的结构单元强化水驱二次采油，有效改善了水驱开发效果。总结出在特高含水开发期关于射孔、调整及精细注水等方面的水驱二次开发方法，对类似油层水驱挖潜有指导意义。

聚驱中、后期井网加密对聚驱效果影响的物理模拟实验研究

为了研究聚驱中、后期利用井网加密方式改善油层发育和连通较差区块的聚合物驱开发效果的可行性,在室内采用大型平面物理模型开展了聚驱中、后期井网加密物理模拟实验。实验结果表明,聚驱中、后期利用井网加密可以进一步改善聚驱开发效果,且加密时机越早越好。

不同开发阶段确定采收率的方法

本文根据孤岛油田的实际，将其开发阶段划分为一次井网、细分开发层系、加密井网、局部细分开发层系和加密井网四个阶段。在对采收率确定方法评价的基础上，筛选出了经验公式法、水驱法和衰减法等三大类较好方法，以孤岛油田为例提出了不同开发阶段确定采收率的方法。分析得出：影响孤岛油田米收率的主要地质因素是原油地下粘度；细分开发层系和加密井网是孤岛油田提高采收率的重要开发措施。本文提出的方法，可用于确定常规注水开发条件下不同开发阶段的采收率，也为其它类型油藏在不同开发阶段确定采收率奠定了基础。其中回归公式法亦是一种确定新增探明储量采收率的好方法。

大庆喇萨杏油田三类油层开发方式探讨

大庆油田目前已进入特高含水期的开发阶段,但检查井及动态监测等资料结果表明三类油层还有相当一部分储量动用差或不动用.由于这部分剩余油在空间上分布比较复杂,且目前薄差层的水淹层解释精度远远不够,使三类油层三次加密选井选层难度加大,加密井初期含水高,经济效益不理想,因此提出三类油层开发不能单纯靠水驱加密调整,有必要采取加密与三次采油技术相结合的开发方式,高效开发三类油层.同时针对目前复杂的层系井网现状,确定该方式下三类油层层系组合、井距和井网部署方式.

胜利油田稠油热采开发技术研究进展

针对胜利油田稠油油藏地质特点及开发难点,重点介绍了中深层特超稠油油藏、浅薄层超稠油油藏、敏感性稠油油藏和低渗透稠油油藏等复杂稠油油藏的开发技术,并对其提高采收率机理和现场应用效果进行了总结概括。在此基础上,根据目前研究进展指出了稠油热采开发技术的发展方向,重点介绍了超深层低渗稠油和浅薄层特超稠油的开发技术及其应用。

安塞油田井网加密方式研究

安塞油田长6油藏60％以上的储层渗透率都小于1mD，属于致密油藏，经过近30年的开发已进入中高含水期，适时进行加密调整对油田长期稳产、动用剩余油以及提高采收率具有重要的意义。安塞油田在对基础并网水洗特征、检查井分析、裂缝及剩余油分布规律研究的基础上，开展了局部井网调整和区块整体加密调整。加密方式主要分为孔隙渗流区正方形反九点井网缩小井排距加密、裂缝发育区排状井网缩小排距加密、油井间加密及不规则加密4类。历年加密取得了较好的效果，确保了油田的长期稳产，对采收率的贡献约6％。

井网三次加密与三次采油方法结合研究

我国油田正面临井网的三次加密,开采对象是一次加密和二次加密未动用的所有油层,二次加密后的剩余油决定了三次加密的不均匀性,且在层系上不具有独立性。聚合物驱的井网开发过后,还有相当一部分油层未能进行三次采油,有必要进一步开发。分析了三次加密和三次采油单独开采的缺陷,介绍二者结合的可能方法,并通过数模对各种可能的结合方法进行模拟,结果证明三次加密与三次采油相结合是可行的,更有利于提高油田的采收率和开发效果。

卫81块特低渗油藏提高采收率技术及应用

介绍了卫城油田卫81块特低渗油藏提高采收率的主要做法及效果,并进行了总体开发效果评价,实施处理后,使水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加,使老井产量递减得到有效控制。指出实施油藏整体压裂改造,及时进行压裂引效量是开发低渗透油藏的首要措施。

低渗透砂岩油藏井网加密调整效果评价——以胡尖山油田H154区长4＋5油藏为例

胡尖山油田H154区长4＋5油藏储层特征复杂，平面及剖面矛盾突出，且经多年注水开发后，油藏更趋于复杂。该油藏暴露出见水井逐年增多，递减大、采收率低，储层动用状况不均，剩余油分布复杂等矛盾。在现有井网条件下，常规注采调控措施已很难进一步提高油藏采收率，为此，2016年对油藏进行井网加密调整试验。在储层、油藏基本特征及剩余油研究的基础上，利用数值模拟最终优化为173m^130m不规则反九点井网进行井网加密调整。井网加密后，加密区地质采油速度提高2．6％，动态采收率提高3．5％，整体加密调整效果好。该低渗透油藏水驱后油藏物性变差，渗透率明显下降；油藏存在部分水洗，导致局部含油性变差；加密后，井网适应性好，井网有效驱替系统已建立，地层压力保持水平高；但储层改造适应性差，表现为整体储层改造强度大，见水井比例高。同时，还统计发现高压区、重复压裂改造次数多，加密井见水风险大，井网加密时要慎重。H154区井网加密调整试验的方法、思路及认识为低渗透砂岩油藏井网加密调整提供了理论依据和实践经验，值得低渗透砂岩油藏借鉴。

海上油田聚驱中后期井网加密剩余油分布

油田实现稳产需要考虑产液量、注水量、注水时机、含水率、井网密度等因素。海上油田受生产空间等因素限制,当现有井网适应性变差时,应进行井网加密调整来增加可采储量。在室内人造平板模型上,对剩余油分布进行了物理模拟实验研究。利用饱和度监测技术测量物理模型含油饱和度的变化规律,进而从饱和度分布、采收率等参数来研究井网加密时机以及加密效果。实验采用一注三采的反九点井网注采方式,对比了注聚后含水率在65%和75%、70%和80%、75%和85%时分别进行一次和二次加密,研究发现在含水率65%时进行一次加密,在含水率75%时进行二次加密的方案提高最终采收率的程度最大,但不同井网加密时机条件下的最终采收率差别不大。在物理模拟实验数据的基础上,用数值模拟方法进行了分析预测,结果表明当井网不调整时,高渗带及中渗带是提高采收率贡献的主力条带,低渗带仍然存在大量未动用剩余油。井网调整后高渗带和低渗带是聚驱阶段提高采收率贡献的主力条带。不同的井网调整时机对于整体开发效果及最终采出程度的影响不大;但是井网调整时机越早,采油速度越高,能够在更短的时间内采出更多的原油,这与物理模拟实验结果基本吻合。

低渗透油藏弹性驱和溶解气驱采收率计算

针对低渗透油藏流体渗流存在启动压力梯度,基于达西定律的常规采收率计算方法难以适用的问题,结合非达西渗流理论,采用油藏工程方法,提出了考虑启动压力梯度的低渗透油藏弹性驱和溶解气驱采收率计算新方法.介绍了该方法的基本原理和计算过程,并进行了算例分析.研究结果表明:低渗透油藏启动压力梯度的存在降低了弹性驱和溶解气驱采收率,加密井网是提高弹性驱和溶解气驱低渗透油藏开发效果的有效途径.提出的计算方法拓展了非线性渗流理论的应用,可用于低渗透油田的开发设计.

大港油田港东二区四五断块聚合物注采实践

由于多年的注水开发,大港油田港东开发二区四五断块已进入高含水高采出程度开发后期,主力砂体水淹严重,一类储集层大多进入高含水或特高含水期,加之储集层非均质性严重,各层吸水量差异大,油层动用程度较低,剩余油高度分散,区块井网部署、措施挖潜难度加大。进一步提高区块采收率,增油降含水,是开展此次聚合物实践的目的。在剩余油高度分散的聚驱后期,精确地质认识,选择合理的开发层系,科学调整井网,是注聚见效的基础;优化注采速度、保证聚合物均衡驱替,是注聚见效的保证,对提高注聚效果、进一步提高区块采收率至关重要。通过在港东开发二区四五断块实施后,产量实现翻番,由123 t/d上升至256 t/d,并稳产8个月,综合含水率下降2%,预测聚驱相对水驱提高采收率12.8%,取得了良好的效果。

安塞油田王窑区特低渗透油藏提高采收率技术研究与应用

安塞油田王窑区是我国最早开发的特低渗透油藏，具有典型的“低渗、低压、低产”特征．2010年标定采收率仅为24．6％，与中国石油天然气股份公司平均标定采收率35％相比差距较大，而影响采收率的主要因素是储层物性差、非均质性强、油藏水驱特征复杂为了解决这一难题，通过对王窑储层开展深入认识，采取井网加密调整、精细注采调控、改变注入剂驱油和控水改造增产4项主体技术，开展矿场应用，提高区块开发的整体效果，最终实现采牧率的大幅提升。

大型低渗-致密气田井网加密提高采收率对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

提高采收率是中国低渗-致密气田稳产期间面临的核心问题,确定合理的加密井网是提高储量动用程度的关键。通过明确苏里格气田有效储层规模尺度与4种空间组合类型,评价指出气田动静储量比仅为15.3%,储量动用程度低剩余储量规模大,划分出直井未动用、水平井遗留和井间剩余3种剩余储量类型。提出了井网加密是提高井间剩余储量动用程度的有效措施,构建了采收率、采收率增量、平均气井产量、加密井增产气量、产量干扰率等井网加密评价指标体系,确立了合理加密井网需满足的标准。结合地质模型、数值模拟、密井网试验数据验证等手段综合评价认为,合理加密井网应与有效储层组合类型相匹配、与气价及成本条件密切相关。在目前气价波动范围及经济技术条件下,苏里格气田采用4口/km2的加密井网是合理的。